El sector energético asturiano generó el pasado año la electricidad suficiente para cubrir las necesidades de la región (una de las más intensivas en consumo por su perfil industrial) y le sobró casi un 40% de la producción para "exportarla" a otras comunidades. Las térmicas de carbón de la región funcionaron en 2015 a un ritmo inédito desde 2007 y las del conjunto del país atendieron el 20% de la demanda nacional, acercándose a los niveles de actividad de las nucleares y relegando un año más a los modernos ciclos combinados de gas. Las centrales carboneras, cuyo final se llegó a ver cercano años atrás ante las políticas de la UE para frenar el cambio climático, viven un renacimiento que tiene mucho que ver con el fracaso de la principal de aquellas medidas que desplegó Europa: el funcionamiento del mercado de CO2.
Europa apostó en el inicio del siglo XXI por una transición hacia un modelo energético menos dependiente de los combustibles fósiles, más limpio. Emergió entonces una apuesta tecnológica por el desarrollo de las energías renovables (eólica y solar, sobre todo) y por los ciclos combinados de gas natural. Estas eran las centrales llamadas a desplazar a las de carbón y a actuar como respaldo cuando el viento y el sol no aportaran producciones suficientes y para cubrir las puntas de demanda en un sistema que, en España y en otros países del entorno, iba a mantener en su dieta un papel relevante para las producciones nucleares e hidráulicas, con costes variables muy bajos.
El carbón, el mayor generador de dióxido de carbono (CO2), gas causante del efecto invernadero y con ello responsable del cambio climático, en teoría iba a pasar a un rincón. Aunque en aquellos años de expansión económica se habló también de desarrollar los mecanismos de captura y almacenamiento de CO2 para buscar nuevas tecnologías limpias y perpetuar el uso del combustible fósil más abundante del Planeta y el menos expuesto a la manipulación de la oferta y a las tensiones geopolíticas. Esa apuesta se fue apagando con la crisis y con la reducción de los recursos destinados por empresas y administraciones a tal cometido.
El carbón gana al gas. Transcurridos catorce años desde la entrada en servicio de la primera central española de ciclo combinado, en San Roque (Cadiz), el carbón conserva un protagonismo notable en la generación de electricidad. En 2015, cubrió en España el 20% de la demanda, un resultado excepcionalmente alto que se explica por la baja hidraulicidad (escasa producción hidroeléctrica por la ausencia de lluvias). Con independencia de ese factor coyuntural, las centrales térmicas de carbón han superado sistemáticamente a los ciclos combinados de gas durante los últimos cuatro años. Hasta el punto de que en 2015 la aportación de los grupos carboneros, muchos de ellos con más de 30 años de antigüedad, casi duplicó la de los centrales de gas (11% de la generación).
Otro dato que informa de la preeminencia del uso eléctrico del carbón frente al gas natural: el factor de disponibilidad (relación entre la producción efectiva de las centrales y su capacidad máxima) fue en 2015 del 12,9% en el caso de los ciclos combinados y del 61,8% en el de las centrales de carbón. En estos años, el panorama de la generación de origen térmico (sin contar la nuclear) puede resumirse con una imagen como la siguiente: las viejas centrales de carbón funcionando intensamente y ejerciendo el papel de respaldo de las energías renovables ("back up", en la jerga anglosajona el sector), mientras está parada la mayoría de las 67 plantas de gas (24.948 megavatios de potencia instalada), repartidas por doce comunidades autónomas e instaladas principalmente por las grandes eléctricas con una inversión agregada superior a los 13.000 millones de euros.
¿Por qué está ocurriendo de ese modo? Algunas respuestas recabadas en el sector remiten a la situación de la demanda, que no ha recuperado los niveles precrisis, y también a la desmesura del parque térmico de gas natural, resultante de las decisiones empresariales y de la planificación (indicativa, no obligatoria) de los sucesivos gobiernos, que hicieron política con la energía como si el crecimiento económico y con ello el consumo eléctrico fueran a ser vigorosos por tiempo indefinido.
Más mineral de fuera. Si ahora es el gas el que está ahora en un rincón y las térmicas de carbón han rejuvenecido obedece a que estas últimas son en este momento más competitivas en costes. En primer lugar, por la caída de la cotización internacional del mineral. Alcanzado por la crisis global del negocio de las materias primas, el carbón está un 50% por debajo del precio que tenía 2009. El renacimiento del uso eléctrico del carbón no se fundamenta en el mineral nacional ni ha tenido efectos expansivos sobre la actividad en las minas autóctonas, sino en un aumento exponencial de las importaciones. Lo certifican algunos datos sobre Asturias: las entregas de carbón regional a la térmicas se mantuvieron estables en 2015 e incluso descendieron en el caso de las hullas, mientras que la generación eléctrica agregada de las plantas de EDP (Aboño y Soto de Ribera), Iberdrola (Lada) y Gas Natural (Tineo) se disparó el 27%.
El precio del gas natural, conectado con el del petróleo, ha bajado al igual que el crudo, pero con menos fuerza, porque su mercado no es tan global como el del petróleo y está más condicionado por los costes de transporte y por las duras condiciones de los contratos de aprovisionamiento. La ventaja más determinante en favor del carbón es otra: el ínfimo precio de los derechos de CO2.
El "crac" del carbono. El fracaso del mercado del carbono, el mecanismo del que se dotó Europa para reducir las emisiones industriales, se ha convertido en el gran aliado de las centrales carboneras. "La transición energética se ha frenado por el precio del CO2", afirma Iria Flavia Peñalva, responsable de proyectos de Factor CO2, consultura especializada en ese mercado. En él, las industrias sujetas a la disciplina de los derechos de emisión -eléctricas, siderúrgicas, papeleras, cementeras y otras deben disponer de esos derechos para producir- comercian con los bonos de carbono. Quienes los poseen en abundancia se los venden a los que tienen carencia, principalmente las eléctricas.
Cuando la UE diseñó y puso en marcha el mercado del carbono, a partir de 2008, lo hizo con la aparente convicción de que el precio del CO2 se convertiría en impulsor de la sustitución del carbón por el gas natural, que provoca entre un 40% y un 50% menos de emisiones. "Se cálculo que esa transición se produciría con un precio de 20 euros por tonelada de CO2", expone Peñalva.
Pues bien, el CO2 cotiza este mes de septiembre a cuatro euros, uno de los valores más bajos desde que, sobre todo a partir de 2012, el mercado se hundió. El muy generoso reparto de derechos de emisión gratuitos que se produjo en la primera fase de aplicación de la directiva (entre 2008 y 2013), combinado con la menor producción de la industria debido a la Gran Recesión, disparó los excedentes y desplomó los precios. Hasta el punto de que las restricciones que se establecieron para la fase siguiente y aún en vigor (2013-2020), como la supresión de los derechos gratuitos a las térmicas, no detuvieron un deterioro que en la práctica inutilizó el mercado para los fines que había sido creado: reducir la producción de CO2, particularmente en el sector eléctrico, principal foco industrial de este gas.
